Wyniki finansowe Grupy TAURON. za III kwartał 2016 r. 10 listopada 2016 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe Grupy TAURON za III kwartał 216 r. 1 listopada 216 r.

2 Kluczowe parametry za I-III kwartał 216 r. Wyniki Grupy TAURON za I-III kwartał 216 r. [mln zł] Q1-Q3 216 vs Q1-Q3 215 Przychody ze sprzedaży (4)% EBITDA (14)% Wynik netto* 274 (75)% CAPEX 2 45 (12)% Dług netto/ebitda 2,64x wzrost o,67x (vs ) Dane operacyjne za I-III kwartał 216 r. Q1-Q3 216 vs Q1-Q3 215 Produkcja węgla handlowego [mln ton] 4,21 22% bez NBGT 1% Produkcja energii elektrycznej [TWh] 12,45 (1)% Wytwarzanie ciepła [PJ] 7, (8)% Dystrybucja energii el. [TWh] 36,82,4% Sprzedaż detaliczna energii el. [TWh] 23,19 (12)% *przynależny akcjonariuszom jednostki dominującej 2 z 4

3 Kluczowe parametry za III kwartał 216 r. Wyniki Grupy TAURON za III kwartał 216 r. [mln zł] Q3 216 vs Q3 215 Q3 216 vs Q2 216 Przychody ze sprzedaży (4)% (3)% EBITDA 84 (14)% 3% Wynik netto* 271 (24)% wzrost o 591 mln zł (vs Q2 216) CAPEX 998 (1)% 25% Dług netto/ebitda 2,64x wzrost o,67x (vs ) wzrost o,6x (vs ) Dane operacyjne za III kwartał 216 r. Produkcja węgla handlowego [mln ton] 1,73 2% bez NBGT (8)% Q3 216 vs Q3 215 Q3 216 vs Q % bez NBGT 25% Produkcja energii elektrycznej [TWh] 4, (21)% (3)% Wytwarzanie ciepła [PJ],57 (24)% (64)% Dystrybucja energii el. [TWh] 12,5 (,4)%,1% Sprzedaż detaliczna energii el. [TWh] 7,61 (1)% 6% *przynależny akcjonariuszom jednostki dominującej 3 z 4

4 Podsumowanie kluczowych wydarzeń I-III kwartały 216 r. 29 stycznia 9 marca 22 marca EC Stalowa Wola odstępuje od umowy z Abener Energia generalnym wykonawcą bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli. Przyczyny odstąpienia: naruszenie harmonogramu i istotnych warunków technicznych kontraktu Przyjęcie Programu poprawy efektywności na lata o łącznej oczekiwanej wartości 1,3 mld zł. Realizacja Programu pozwoli na zwiększenie EBITDA Grupy o około 4 mln zł w 218 r. (trwały, powtarzalny efekt na tym poziomie w kolejnych latach) Podpisano porozumienia z obligatariuszami posiadającymi sztuk obligacji serii TPEA1119 (39,64 proc. łącznej wartości nominalnej obligacji tej serii). Obligatariusze zobowiązali się, że w okresie obowiązywania porozumień będą uczestniczyli w każdym zgromadzeniu obligatariuszy i głosowali przeciwko podjęciu uchwały zezwalającej posiadaczom obligacji na żądanie wcześniejszego wykupu (w związku z ewentualnym wystąpieniem przypadku przekroczenia przez wskaźnik zadłużenia poziomu 3,x, o ile wskaźnik ten nie przekroczy poziomu 3,5x) 25 kwietnia Przyjęcie przez Zarząd nowego Modelu Biznesowego Grupy TAURON kwiecień czerwiec 26 lipca Uruchomienie dwóch ścian w Zakładzie Górniczym Brzeszcze o łącznych zasobach węgla wynoszących ok. 1 mln ton Podjęcie decyzji o utworzeniu odpisów z tytułu utraty wartości aktywów wiatrowych i konwencjonalnych na łączna kwotę netto ok.,7 mld zł 28 lipca Odstąpienie od realizacji projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Blachownia 2 września Przyjęcie Strategii Grupy TAURON na lata Wstrzymanie realizacji projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza 27 października Zawarcie porozumień w sprawie warunków dalszej realizacji projektu Budowa bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli 4 z 4

5 Q1 212 Q2 212 Q3 212 Q4 212 Q1 213 Q2 213 Q3 213 Q4 213 Q1 214 Q2 214 Q3 214 Q4 214 Q1 215 Q2 215 Q3 215 Q4 215 Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q1 212 Q2 212 Q3 212 Q4 212 Q1 213 Q2 213 Q3 213 Q4 213 Q1 214 Q2 214 Q3 214 Q4 214 Q1 215 Q2 215 Q3 215 Q4 215 Q1 216 Q2 216 Q3 216 Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa 5% 4% 3% 2% 1% % 3,7% 2,2% 1,3% Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia kwartalna)**,5%,%,% 1,8% 2,6% 3,3% 3,3%3,3%3,3% 3,6% 3,1% 3,4% 4,3% 3,% 3,1% 3,% % 6% 5% 4% 3% 2% -1% % 1% -2% -3% -4% 4,7% 2,6% Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu* i zużycia energii elektrycznej (zmiana r/r)*** -,3% -3,% -2,% 1,2% 5,% 4,5% 4,9%3,7% 1,8% 3,1% 5,3% 3,9% 4,3% 6,% 3,% 5,2% 4,7% wzrost produkcji sprzedanej zmiana krajowego zużycia energii wzrost PKB PMI dla przemysłu prognoza wzrostu PKB Ceny energii w rocznych kontraktach BASE Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Y , Y-14 16, Y , Y , Y-17 16, Y , Y , Średnie ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (wg URE): 212 r.: 21,36 zł/mwh 213 r.: 181,55 zł/mwh 214 r.: 163,58 zł/mwh 215 r.: 169,99 zł/mwh Q1 216: 167,45 zł/mwh Q2 216: 171,14 zł/mwh Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce*** [TWh] 5,9% 7,% 2,4% 34,% 5,7% 119,1 -,6% 118,3 7,5 +2,5% 7,23 8,37 +11,2% 9,3 2,85 +47,5% 4,21 4,42-5,6% 38,16-1,6% 6,37 59,43 Q1-Q3 215 Q1-Q3 216 Dane narastające styczeń-wrzesień 216 6,1% 7,9% 3,6% 32,3% 5,2% el. przemysłowe odnawialne źródła energii el. cieplne gazowe el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny Źródło: * GUS ** Bankier.pl ***PSE 5 z 4

6 Podstawowe dane finansowe za I-III kwartał 216 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] pozostałe przychody Q1-Q3 215 Q1-Q3 216 usługi dystrybucyjne i handlowe ciepło energia elektr Q1-Q3 215 Q1-Q EBITDA Q1-Q3 216 vs Q1-Q3 215 [mln zł] ,3% EBITDA Q1-Q3 215 raportowana Różnica w kosztach CO2 (większa liczba darmowych uprawnień w 215 r. w zw. z nadwyżką z 214 r.) EBITDA Q1-Q3 215 porównywalna EBITDA Q1-Q3 216 porównywalna EBITDA Nowe Brzeszcze GT EBITDA Q1-Q3 216 raportowana EBITDA Wzrost Spadek 6 z 4

7 Podstawowe dane finansowe za III kwartał 216 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] pozostałe przychody usługi dystrybucyjne i handlowe ciepło energia elektr Q3 215 Q3 216 Q3 215 Q3 216 EBITDA Q3 216 vs Q3 215 [mln zł] EBITDA Q3 215 raportowana -12,5% Różnica w kosztach CO2 (większa liczba darmowych uprawnień w 215 r.) 97 EBITDA Q3 215 porównywalna EBITDA Q3 216 porównywalna EBITDA Nowe Brzeszcze GT EBITDA Q3 216 raportowana EBITDA Wzrost Spadek 7 z 4

8 Wyniki kluczowych segmentów za I-III kwartał 216 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu EBITDA (137) EBIT (57) (229) CAPEX mln zł Udział segmentów w EBITDA [%] % % 4% 16% Nieprzypisane Pozostałe % 7% Sprzedaż Dystrybucja 5-5 2% -1% 18% -3% -6% -3% Q1-Q3 215 Q1-Q3 216 Wytwarzanie Wydobycie 8 z 4

9 Wyniki kluczowych segmentów za III kwartał 216 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu EBITDA EBIT (12) 2 CAPEX 427, mln zł Udział segmentów w EBITDA [%] 933 4% 13% 84 5% 15% 64% 7% 1% 14% 12% 4% -5% Q3 215 Q % Nieprzypisane Pozostałe Sprzedaż Dystrybucja Wytwarzanie Wydobycie 9 z 4

10 EBITDA za I-III kwartał 216 r. mln zł -14% ,8% -15,4% 13,8% 36,6% 3,9% 16,6% - 18,7% EBITDA Q1-Q3 215 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBITDA Q1-Q3 216 EBIT Amortyzacja i odpisy Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA 1 z 4

11 EBITDA za III kwartał 216 r. mln zł -14% ,3% 8,7% 1,3% 36,7% 3,6% 19,3% - 19,2% EBITDA Q3 215 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBITDA Q3 216 EBIT Amortyzacja i odpisy Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA 11 z 4

12 Segment Wydobycie I-III kwartał 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana EBITDA [mln zł] Q1-Q3 215 Przychody ze sprzedaży EBITDA NBGT EBIT NBGT EBITDA TWD EBIT TWD CAPEX Q1-Q Q1-Q3 215 Wynik NBGT -29 Wolumen sprzedaży miałów -87 Cena sprzedaży miałów -21 Pozostałe sortymenty 62 Koszt własny sprzedanego węgla 14 1 Zdarzenia jednorazowe w roku Pozostałe Q1-Q3 216 Wolumen produkcji węgla handlowego vs sprzedaż wg sortymentów [mln Mg] Q1-Q3 215,42,22 3,45 2,88,15 3,66 1 Spadek cen miałów o 14,8% 2 Spadek wolumenu sprzedaży miałów o 4,8% Q1-Q3 216,41,19 3,48 2,74,73,64,12 4,21 4,1 3 Niższe zatrudnienie* (przeciętnie o 552 etatów),,3,6,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 3, 3,3 3,6 3,9 4,2 4,5 4,8 Produkcja węgla handlowego TWD Sprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż miałów TWD Sprzedaż mułów Produkcja węgla handlowego NBGT Sprzedaż sortymentów średnich Sprzedaż miałów NBGT *bez uwzględnienia NBGT 12 z 4

13 Segment Wydobycie III kwartał 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana EBITDA [mln zł] TWD: 23 NBGT: Q3 215 Q3 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX 2 TWD: -4 NBGT: Q3 215 Wynik NBGT Wolumen sprzedaży miałów Cena sprzedaży miałów Pozostałe sortymenty Koszt własny sprzedanego węgla Zdarzenia jednorazowe w Q Pozostałe Q3 216 Wolumen produkcji węgla handlowego vs sprzedaż wg sortymentów [mln Mg] Q3 215,19,9 1,44 1,3,6 1,37 1 Spadek cen miałów o 13,7% 2 Spadek wolumenu sprzedaży miałów o 4,4% Q3 216,19,7 1,32,98,4,38,2 1,73 1,64 3 Niższe zatrudnienie* (przeciętnie o 527 etatów),,2,4,6,8 1, 1,2 1,4 1,6 1,8 2, Produkcja węgla handlowego TWD Produkcja węgla handlowego NBGT Sprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż sortymentów średnich Sprzedaż miałów TWD Sprzedaż miałów NBGT Sprzedaż mułów *bez uwzględnienia NBGT 13 z 4

14 Segment Wydobycie III kwartał 216 r. Dobowa produkcja węgla handlowego w latach , ,7 16,7 22,2 23,5 19,5 2,2 26,6 1 5 tys. Mg /dzień 6,2 7,1 1,8 3,4 Q1 215 Q2 215 Q3 215 Q4 215 Q1 216 Q2 216 Q3 216 X 216 Dobowe wydobycie (Obszar) Dobowe wydobycie (NBGT) Dane finansowe [mln zł] Wolumen produkcji węgla handlowego vs sprzedaż wg sortymentów [mln Mg] TWD: 23 NBGT: 1 Q2 216,11,6 1,6,86,21,4 1,27 1, TWD: -4 NBGT: 6 Q3 216,19,7 1,32,98,4,38,2 1,73 1,64-2 Q2 216 Q3 216,,2,4,6,8 1, 1,2 1,4 1,6 1,8 2, Przychody ze sprzedaży EBITDA NBGT EBIT NBGT EBITDA TWD EBIT TWD CAPEX Produkcja węgla handlowego TWD Sprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż miałów TWD Sprzedaż mułów Produkcja węgla handlowego NBGT Sprzedaż sortymentów średnich Sprzedaż miałów NBGT 14 z 4

15 Segment Wytwarzanie I-III kwartał 216 r Dane finansowe [mln zł] Q1-Q3 215 Q1-Q Zmiana EBITDA [mln zł] Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX Q1-Q3 215 Masa marży na EE RUS/ORM Koszty CO2 PM Pozostałe Q1-Q3 216 Produkcja brutto energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] Produkcja z OZE i kogeneracji [TWh] ,8 1,2 12,6 Q1-Q ,45 1, 11,45 7,59 7, Q1-Q3 216 energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło 1,4 1,2 1,,8,6,4,2, 1,2,33,29,26,12,26,82,73,48,44 Q1-Q3 215 biomasa - dedykowane woda kogeneracja 1, Q1-Q3 216 biomasa - współspalanie wiatr 1 Wzrost wolumenu ORM oraz przychody z IRZ 2 Spadek ceny węgla o 11% 3 Wyższe koszty zakupu praw do emisji CO 2 4 Spadek cen i wolumenu PM OZE 15 z 4

16 Segment Wytwarzanie III kwartał 216 r Dane finansowe [mln zł] Q3 215 Q Zmiana EBITDA [mln zł] Q3 215 Masa marży na EE RUS/ORM Koszty CO2 PM Pozostałe Q3 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX Produkcja brutto energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] Produkcja z OZE i kogeneracji [TWh] ,4 4,81,23 4, 3,77,23,3,2,1,23,9,23,8,4,8,1 1 Wzrost wolumenu ORM oraz przychody z IRZ 2 Spadek ceny węgla o 13% 3 Wyższe koszty zakupu praw do emisji CO 2 1,75,57 Q3 215 Q3 216,,9,7,8 Q3 215 Q3 216,4 4 Spadek cen i wolumenu PM OZE energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło biomasa - dedykowane woda kogeneracja biomasa - współspalanie wiatr 16 z 4

17 Segment Dystrybucja I-III kwartał 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana EBITDA [mln zł] Q1-Q3 215 Q1-Q3 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX Q1-Q3 215 Cena usług dystrybuc. Wolumen i stuktura sprzedaży Zakup usług OSP Koszt strat sieciowych Opł. przyłącz. Koszty oper. (bez amort.) Podatek od majątku sieciowego 947 Pozostałe Q1-Q3 216 EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące Dystrybucja energii elektrycznej do odbiorców końcowych [TWh] 1 Spadek zatwierdzonej taryfy o 3,6 zł/mwh (2,9%) Q1-Q ,5 12, 2, 3,1 7,5 35,5 2 Wyższy wolumen sprzedaży usług dystrybucji ee o 264 GWh (,8%), głównie w przemyśle w korelacji do wzrostu PKB Q1-Q ,3 12,5 2,1 3,1 7,4 35, Wzrost o 13% stawki opłaty jakościowej ujętej w koszcie zakupu usług przesyłowych Optymalizacja różnicy bilansowej - spadek ceny bilansowania (o 12%) oraz spadek wskaźnika strat sieciowych (o,18 p.p.) Grupa A Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa G 17 z 4

18 Segment Dystrybucja III kwartał 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana EBITDA [mln zł] Q3 215 Q3 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX Q3 215 Cena Wolumen sprzedaży Zakup usług OSP Koszt strat sieciowych Opł. przyłącz. Koszty oper. (bez amort.) Pozostałe Q3 216 EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące Dystrybucja energii elektrycznej do odbiorców końcowych [TWh] 1 Spadek zatwierdzonej taryfy średnio o 3,6 zł/mwh (2,9%) Q ,6 4,2,67,94 2,32 11,55 2 Wzrost o 13% stawki opłaty jakościowej ujętej w koszcie zakupu usług przesyłowych Q ,41 4,13,67,96 2,31 11,48 3 Niższe koszty wynagrodzeń i świadczeń z uwagi na niższy poziom zatrudnienia i niższy poziom rezerw aktuarialnych (+1 mln zł); Niższe koszty funkcji serwisowej (+5 mln zł) Grupa A Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa G 18 z 4

19 Segment Sprzedaż I-III kwartał 216 r Dane finansowe [mln zł] Zmiana EBITDA [mln zł] Q1-Q3 215 Q1-Q3 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 1 5 Q1-Q3 215 Wolumen sprzedaży i cena EE Ceny PM Obowiązek umorzenia PM Opłaty handlowe Pozostałe Q1-Q3 216 EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh] Q1-Q ,3 6,61 3,68 7,29 3,57 26,45 Q1-Q ,1 6,3 3,38 7,18 2,48 23, Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała* Wzrost łącznej średniej ceny sprzedaży EE (1,7%) przy jednoczesnym niższym tempie wzrostu cen zakupu EE (1,%). Wzrost średniej ceny sprzedaży osiągnięty został dzięki wyższym cenom sprzedaży hurtowej (6,3%) przy spadku cen detalicznych (1,2%) Spadek wolumenu sprzedaży detalicznej EE, głównie do dużych klientów biznesowych oraz do MSP Wzrost obowiązku umorzenia praw majątkowych: dla PM OZE z 14% do 15% oraz od VII zmiana do 14,35% oraz wprowadzenie PMOZE-BIO,65%, dla PM GM z 4,9% do 6,%, dla PM MET z 1,3% do 1,5% Niższe ceny zakupu praw majątkowych zielonych pod umorzenie (o ok. 26%) *ujmuje sprzedaż na pokrycie różnicy bilansującej i do odbiorców końcowych w ramach Grupy 19 z 4

20 Segment Sprzedaż III kwartał 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana EBITDA [mln zł] , Q3 215 Q3 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT Q3 215 Wolumen sprzedaży i cena EE Ceny PM Obowiązek umorzenia PM Opłaty handlowe Pozostałe Q3 216 Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh] Q ,74 2,27 1,18 2,26,98 8, Wzrost łącznej średniej ceny sprzedaży EE (,6%) przy jednoczesnym spadku cen zakupu EE (1,%). Wzrost średniej ceny sprzedaży osiągnięty został dzięki wyższym cenom sprzedaży hurtowej (2,2%) przy spadku cen detalicznych (,8%) Spadek wolumenu sprzedaży detalicznej EE, głównie do dużych klientów biznesowych Q ,45 2,7 1,19 2,26,64 7,61 3 Wzrost obowiązku umorzenia praw majątkowych: dla PMOZE z 14% do 15% oraz od VII zmiana do 14,35% oraz wprowadzenie PMOZE-BIO,65%, dla PMGM z 4,9% do 6,%, dla PMMET z 1,3% do 1,5% Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała* 4 Niższe ceny zakupu praw majątkowych zielonych pod umorzenie (o ok. 24%) *ujmuje sprzedaż na pokrycie różnicy bilansującej i do odbiorców końcowych w ramach Grupy 2 z 4

21 Zadłużenie i finansowanie Zapadalność długu Grupy TAURON zaciągniętego na r. [mln zł] Dług netto / EBITDA = 2,64x Q Q 217 2Q 217 3Q Q 217 obligacje kredyty, pożyczki i leasingi obligacje kredyty, pożyczki i leasingi Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON na dzień r. [mln zł] % % Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON na dzień r. [mln zł] 28 6% 3 7% 4 5 zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na r. wynosi mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na r. wynosi 6 miesięcy dług denominowany w EUR (emisja obligacji NSV) stanowi 8,7% długu ogółem Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania [mln zł]: kwota długu oprocentowanie zabezpieczenie obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW leasingi 34 % 43 1% % obligacje program BGK cashpooling obligacje program bankowy zmienne stałe 1 98 IRS 3 4 brak z 4

22 CAPEX status prac przy kluczowych projektach Inwestycja Moc (MW e ) Moc (MW t ) Zaawansowanie prac (%) Planowany termin zakończenia Budowa bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III Budowa bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola * Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy Elektrownia Jaworzno III budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 2 MW Budowa poziomu 8 m w Zakładzie Górniczym Janina Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski Program inwestycyjny w Zakładzie Górniczym Brzeszcze * Termin zakończenia zostanie oszacowany po przeprowadzeniu inwentaryzacji i zaakceptowaniu kompleksowej koncepcji zakończenia projektu 22 z 4

23 CAPEX podział na segmenty Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł] (12)% Q1-Q3 215 Q1-Q3 216 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż i pozostałe Główne inwestycje realizowane w okresie I-III kwartałów 216 r.: Wydobycie: budowa poziomu 8 m w ZG Janina (44 mln zł) budowa szybu Grzegorz w ZG Sobieski (21 mln zł) Nowe Brzeszcze Grupa TAURON (9 mln zł) Wytwarzanie: budowa nowych mocy Jaworzno 91 MW (787 mln zł), budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 2 MW w El. Jaworzno III (1 mln zł) budowa nowych mocy w kogeneracji EC Tychy 5 MW (17 mln zł) budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (42 mln zł) modernizacja elektrowni wodnych (1 mln zł) Dystrybucja: budowa nowych przyłączy (411 mln zł) modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (619 mln zł) 23 z 4

24 Budowa nowych mocy w Elektrowni Jaworzno III (91 MW) Projekt, będący największą inwestycją Grupy TAURON, wkracza w kolejny technologiczny etap realizacji prac Stan zaawansowania projektu: 27% Na ostatnim etapie realizacji są prace w obrębie konstrukcji nośnej kotła, których zakończenie umożliwi rozpoczęcie montażu części technologicznej. Równolegle trwa proces prefabrykacji i przygotowywania elementów powierzchni ogrzewalnych kotła Prowadzony jest proces wznoszenia powłoki chłodni kominowej wykonano 75%. Realizowane są dostawy urządzeń (generator, turbina), dla których wykonano górną płytę fundamentową turbozespołu. W zakresie układów pomocniczych i towarzyszących trwa realizacja kluczowych projektów nawęglania i odpopielania bloku Dla zapewnienia najwyższej jakości i standardów wykonywanych prac zmieniono i rozszerzono strukturę zarządzania projektem (m.in. poprzez zapewnienie dedykowanej obsługi formalno-prawnej), wzmocniono całościowy nadzór nad projektem i wprowadzono stały, bieżący monitoring ryzyk projektowych Zgodnie ze Strategią Grupy TAURON rozpoczęto proces wydzielenia projektu budowy bloku 91 MW z TAURON Wytwarzanie. W tym celu realizowane są prawne due diligence procesu wydzielenia oraz przegląd modelu finansowego inwestycji. Jednocześnie trwają prace nad uzgodnieniem treści umowy finansowania projektu w nowej formule (termsheet) 24 z 4

25 Budowa bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola 27 października 216 r. TAURON Polska Energia i PGNiG ustaliły warunki dokończenia Projektu Stan zaawansowania projektu: 85% Podpisane przez spółki dokumenty, w tym: porozumienie restrukturyzacyjne aneksy do umów na dostawy paliwa gazowego i odbiór energii elektrycznej umowa standstill z bankami finansującymi dostosowują obecne umowy handlowe do oczekiwanego terminu oddania bloku do eksploatacji oraz do istniejącego otoczenia rynkowego, a także gwarantują sponsorom (TAURON i PGNiG) swobodę w kształtowaniu trybu dokończenia i dalszego finansowania projektu. Stanowią one jeden z kluczowych elementów umożliwiających dokończenie inwestycji i osiągnięcie przez nią rentowności Obecne plany dokończenia projektu zakładają, że inwestycja będzie kontynuowana z wykorzystaniem wyspecjalizowanej firmy wspierającej koordynację przedsięwzięcia w formule tzw. EPCM (Engineering, Procurement and Construction Management). Cały pozostały zakres prac zostanie podzielony na wyspy technologiczne, dla których wybrany będzie osobny podwykonawca. Aktualnie trwają przygotowania do ogłoszenia postępowania na wybór EPCM Według obecnych szacunków dokończenie budowy bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli będzie kosztowało ok. 4 mln zł, a oddanie bloku do eksploatacji powinno nastąpić w 219 r. 25 z 4

26 Budowa bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola Porozumienie restrukturyzacyjne m.in.: stanowi odzwierciedlenie woli sponsorów Projektu (TAURON, PGNiG) do kontynuacji budowy bloku gazowo-parowego, wprowadzenia zmian w Umowie Gazowej i Umowie Sprzedaży Energii oraz zmiany formuły finansowania Projektu przy utrzymaniu zaangażowania instytucji finansujących reguluje warunki rozliczania kar umownych możliwych do naliczenia przez PGNiG na podstawie dotychczasowego brzmienia Umowy Gazowej oraz kwestie restrukturyzacji finansowej Projektu precyzuje kierunek zmian w podstawowych transakcjach handlowych ECSW, tj. w sposobie zakupu paliwa gazowego oraz sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej Zmiany w umowach sprzedaży energii i dostaw paliwa gazowego m.in.: przewidują w szczególności urynkowienie stosowanych formuł cenowych określają zmiany w zakresie wysokości, terminów i metodologii naliczania kar umownych z tytułu nieodebranego paliwa gazowego, w związku z opóźnieniem realizacji Projektu Umowa standstill z bankami finansującymi (Europejski Bank Inwestycyjny, Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju, Bank Polska Kasa Opieki) m.in.: gwarantuje, że instytucje finansujące obecnie ECSW powstrzymają się od postawienia kredytów udzielonych ECSW w stan natychmiastowej wymagalności oraz zaspokojenia swoich wierzytelności z ustanowionych zabezpieczeń daje Sponsorom i ECSW czas do 31 marca 217 r. na wynegocjowanie i podpisanie nowej dokumentacji umożliwiającej restrukturyzację finansowania Projektu reguluje sytuację ewentualnej wcześniejszej spłaty poszczególnych banków 26 z 4

27 Wybrane inicjatywy w ramach zarządzania majątkiem Zgodnie z nowym modelem biznesowym oraz przyjętą Strategią Grupy TAURON wdrażane jest nowe podejście do zarządzania majątkiem oraz projektami inwestycyjnymi, efektem czego m.in. rozpoczęto następujące inicjatywy: Inicjatywa Założenia Efekty Warunkiem przystąpienia do programu jest zwrot kosztów stałych oraz poniesionych nakładów modernizacyjnych np. poprzez mechanizmy rynku mocy 1. Optymalizacja nakładów inwestycyjnych i utrzymaniowych 1. Modernizacja istniejących bloków klasy 2 MW w celu przygotowania ich do systemu aukcyjnego (Program 2+) Przewidywane wdrożenie programu w perspektywie lat Dostosowanie do wymogów rynkowych poprzez podniesienie elastyczności pracy bloków klasy 2 MW Optymalizacja planów remontowych i modernizacyjnych; podział bloków na 3 grupy: bloki modernizowane (dostosowane do konkluzji BAT), bloki podszczytowe (nie wymagające dostosowania do konkluzji BAT), bloki szczytowe (nie wymagające dostosowania do konkluzji BAT) 2. Dostosowanie do wymogów rynku energii elektrycznej oraz Operatora 2. Spalanie mułów powstających przy płukaniu i oczyszczaniu węgla kamiennego w jednostkach wytwórczych Grupy TAURON Możliwe do energetycznego wykorzystania ilości mułów powstających przy płukaniu i oczyszczaniu węgla kamiennego (dane w tys. ton) Blok/ tys. ton rocznie Jaworzno II - Blok 2 Jaworzno II - Blok 3 Siersza - Blok 1 Siersza - Blok 2 ZW Katowice - BCF-135 * Zużycie do Obniżenie kosztu zmiennego wytwarzania energii w elektrowniach: Jaworzno II, Siersza i ZW Katowice 2. Ograniczenie bezpośredniego deponowania w środowisku mułów powstających przy płukaniu i oczyszczaniu węgla kamiennego 27 z 4

28 Wybrane inicjatywy w ramach zarządzania majątkiem Inicjatywa Założenia Efekty 3. Program Likwidacji Niskiej Emisji Program zakłada zwiększenie sprzedaży poprzez przyłączenie nowych klientów w wysokości 183 MW t Zakres rzeczowy obejmuje m.in. budowę nowych odcinków sieci ciepłowniczej, wykonanie przyłączy w 8 miastach konurbacji śląskodąbrowskiej (Będzin, Chorzów, Czeladź, Dąbrowa Górnicza, Katowice, Siemianowice Śląskie, Sosnowiec, Świętochłowice) Finansowanie ze środków własnych oraz planowane pozyskanie dofinansowania z funduszu zewnętrznego w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko Obecnie prowadzony jest etap przygotowania inwestycji (m.in. analizy biznesowe, ekonomiczne, techniczne, harmonogram, biznes plan programu) Do r. planowane jest złożenie wniosków do WFOŚiGW o dofinasowanie Programu 1. Wzrost przychodów spółki TC 2. Wzmocnienie pozycji TC na rynku lokalnym poprzez zwiększenie obsługiwanego rynku ciepła 3. Uzyskanie znaczącego efektu środowiskowego Planowane zakończenie 8 września 223 Budżet planowany 248 mln zł 28 z 4

29 Program poprawy efektywności Segment Oszczędności zrealizowane w Q1-Q3 216 Oszczędności zaplanowane na lata % realizacji Główne inicjatywy Wydobycie 77 mln zł 255 mln zł 3% Restrukturyzacja zatrudnienia, obniżenie i zwiększenie elastyczności kosztów pracy, działania organizacyjne Wykorzystanie aukcji elektronicznych w procesie zakupów Optymalizacja planu inwestycyjnego Wytwarzanie (w tym OZE i Ciepło) 129 mln zł 367 mln zł 35% Optymalizacja remontów i innych kosztów utrzymania majątku Restrukturyzacja zatrudnienia Poprawa efektywności zakupów Optymalizacja usług eksploatacyjnych układów nawęglania i odpopielania Ograniczenie kosztów usług serwisowych Optymalizacja planu inwestycyjnego Dystrybucja 65 mln zł 39 mln zł 17% Pozostałe 39 mln zł 291 mln zł 14% Reorganizacja i restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie kosztów utrzymania majątku Poprawa efektywności zakupów Outsourcing usług magazynowych Sprzedaż zbędnych nieruchomości Restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie zakresu usług IT Ograniczenie kosztów obsługi klienta, kosztów administracyjnych Optymalizacja kosztów działań promocyjnych, sponsoringowych Razem 31 mln zł 1 33 mln zł 24% W okresie I-III kwartałów 216 r. z tytułu programów dobrowolnych odejść zatrudnienie w Grupie TAURON zostało zmniejszone o 379 etaty. Oszczędności wynikające z ograniczenia zatrudnienia, pomniejszone o koszty poniesione na ich uzyskanie, ujęto w kwotach zaprezentowanych w poszczególnych segmentach. 29 z 4

30 Podsumowanie działań/inicjatyw Q1-Q3 216 vs negatywne czynniki rynkowe Negatywne czynniki Spadek cen węgla, walka konkurencyjna Ograniczenie wsparcia PM OZE dla współspalania (współczynnik korekcyjny,5) Wzrost kosztów CO 2 Spadek WACC dla Dystrybucji Likwidacja wsparcia PM OZE dla elektrowni wodnych o mocy powyżej 5 MWe Agresywna konkurencja na rynku sprzedaży energii elektrycznej Przygotowanie Strategii Grupy TAURON na lata Wartości PRO zmiana kultury organizacyjnej Wdrożenie kolejnego Programu Poprawy Efektywności o wartości 1,3 mld zł Inicjatywy strategiczne o wartości 1,9 mld zł Silny wzrost wolumenu wydobycia w ZG Brzeszcze osiągnięcie pozytywnej EBITDA przez segment Wydobycie w Q3 216 r. Działania i inicjatywy Orientacja na Klienta kompleksowa oferta produktów i usług Wdrożenie nowego modelu biznesowego ujęcie procesowe Zawarcie porozumień dotyczących Elektrociepłowni Stalowa Wola Redukcja capexu planowanego na lata o 2,2 mld zł 31 mln zł oszczędności zrealizowanych w 216 r. w ramach Programu Poprawy Efektywności 3 z 4

31 Główne wyzwania stojące przed Grupą TAURON Finansowanie/poziom zadłużenia Cel: Pozyskanie finansowania na realizowane projekty Wydłużenie okresu zapadalności zadłużenia Dług netto/ebitda<3,5x Działania/narzędzia: Rolowanie zadłużenia na nowych, korzystniejszych warunkach Emisja obligacji hybrydowych Emisja obligacji imiennych NSV Elektrociepłownia Stalowa Wola Cel: Dokończenie i uruchomienie projektu 219 r. Rentowna eksploatacja ECSW Działania/narzędzia: Zakończono proces ilościowej inwentaryzacji projektu Podpisana umowa standstill z EBI, EBOiR, Pekao Przedłożono gwarancje bankowe dla banków finansujących projekt Wynegocjowano z PGNiG zmiany zapisów w umowie sprzedaży energii elektrycznej i umowy gazowej (urynkowienie formuł cenowych) Planowana zmiana formuły finansowania Projektu przy utrzymaniu zaangażowania instytucji finansujących Segment Wydobycie Cel: Znaczny wzrost wolumenu wydobycia (łącznie ok. 7,1 mln ton od 217 r.) Wzrost wydajności do ok. 1 ton/etat od 217 r. Osiągnięcie przez NBGT docelowego rocznego poziomu wydobycia, tj. 1,7 mln ton Trwałe urentownienie obszaru na poziomie EBITDA, EBIT i wyniku netto od 217 r. Działania/narzędzia: Inwestycje w NBGT prowadzące do wzrostu wolumenu wydobycia (zbrojenie ścian, zakup infrastruktury itd.), łączny planowany capex r mln zł budowa poziomu 8 m w ZG Janina i szybu Grzegorz w ZG Sobieski Optymalizacja wykorzystania zasobów, synergie 31 z 4

32 Dziękujemy Q & A Zespół Relacji Inwestorskich Marcin Lauer marcin.lauer@tauron.pl tel Paweł Gaworzyński pawel.gaworzynski@tauron.pl tel Magdalena Wilczek magdalena.wilczek@tauron.pl tel z 4

33 Zastrzeżenie prawne Niniejsza prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Niniejsza prezentacja została sporządzona przez TAURON Polska Energia S.A. ( Spółka ). Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiek szkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiek inny sposób związany z niniejszą prezentacją. Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynku oraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu o informacje zawarte w niniejszej prezentacji. W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a w szczególności słowa projektowany, planowany, przewidywany i podobne wyrażenia (łącznie z ich zaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymi czynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania i osiągnięcia Spółki albo wyniki branży będą istotnie różnić się od jakichkolwiek przyszłych wyników, działań lub osiągnięć wyrażonych w takich stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Ani Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie są zobowiązane zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji. 33 z 4

34 Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 215 r. 216 r. (do 2 października 216 r.) 216/215 (do 2 października 216 r.) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 167, , ,% -6,% Forward PEAK (Y+Q+M) 215, , ,6% +3,% Forward (średnia ważona) 171, , ,4% -3,% SPOT (TGE) 156, ,15 (prognoza) 26 +3,% +3,6% Średnia ważona razem 169, , ,1% -2,4% Rodzaj certyfikatu Prawa majątkowe (zł/mwh) Ceny rynkowe (średnia w Q3-216) Opłata zastępcza i obowiązek za: 215 r. 216 r. OZE (PMOZE_A) 48,73 33,3 (14,%) 3,3 (14,35%) OZE z biogazowni (PMOZE_BIO) 277,67 brak 3,3 (,65%) Kogeneracja węglowa (PMEC-215) Kogeneracja gazowa (PMGM-215) Kogeneracja z metanu (PMMET-215) 1,63 11, (23,2%) 11, (23,2%) 12,54 121,63 (4,9%) 125, (6,%) 61,6 63,26 (1,3%) 63, (1,5%) Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA/t) Ankieta analityków rynku CO 2 * (aktualizacja październik 216 r.) Średnia w 216 r. Średnia w 217 r. Średnia w 218 r. Prognozowana przez TAURON średnia cena w 216 r. (**aktualizacja październik 216 r.) Cena (EUR/t) 6,2 EUR/t 6,78 EUR/t 7,1 EUR/t 5,7 6, EUR/t * Źródła: Point Carbon, BNEF, Consus, GDF SUEZ Trading, HSE, Mkonline, Societe Generale, TAURON ** Średnia cena notowań w okresie styczeń - październik 216 r. + korekta analityków TPE 34 z 4

35 Notowania kontraktów BASE na 216 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 166, w tym na TGE 166, poza TGE 167, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 216 r.: 171,6 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 216 r.: GWh 35 z 4

36 Notowania kontraktów BASE na 217 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 16, w tym na TGE 159, poza TGE 161, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 217 r.: 164,7 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 217 r.: GWh 36 z 4

37 Notowania kontraktów BASE na 218 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 158, w tym na TGE 158, poza TGE 159, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 218 r.: 161,45 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 218 r.: 8 92 GWh 37 z 4

38 Notowania kontraktów BASE na 219 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 162, w tym na TGE 162,93 58 poza TGE 161,75 88 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 219 r.: 162,76 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 218 r.: 596 GWh 38 z 4

39 Pokrycie analityczne TAURON Instytucja Analityk Instytucja Analityk J.P. Morgan Cazenove Michał Kuzawiński IPOPEMA Sandra Piczak DB Securities Tomasz Krukowski Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Dom Maklerski mbanku Kamil Kliszcz Renaissance Capital Vladimir Sklyar Societe Generale Bartłomiej Kubicki Trigon Krzysztof Kubiszewski Dom Maklerski BZ WBK Dom Maklerski PKO BP Dom Maklerski Banku Handlowego Haitong Bank Paweł Puchalski Stanisław Ozga Piotr Dzięciołowski Robert Maj UBS Investment Research WOOD & Company Dom Maklerski BOŚ Michał Potyra Patrick Hummel Tomasz Walkowicz Bram Buring Jakub Viscardi Erste Group Tomasz Duda Pekao Investment Banking Łukasz Jakubowski HSBC Dmytro Konovalov 39 z 4

40 Dziękujemy za uwagę 4 z 4